【正文】 元件構成的保護為距離保護, 而主要反映大電流接地系統(tǒng)接地故障的保護為接地距離保護, 相間距離、接地距離都是距離保護, 即都要遵循Z = U/ I 的公式。當發(fā)生接地短路時, 將出現(xiàn)很大的零序電流、零序電壓, 而正常運行情況下, 它們是很小的。（二） 事故分析1. 分析過程事故發(fā)生后, 對此次母差保護誤動事故從多方面進行了調(diào)查! 分析! 排除, 最終找到了35k V母線保護誤動事故發(fā)生的原因 (1) 經(jīng)調(diào)查, 事故發(fā)生時無檢修及保護人員在相關回路上工作, 首先排除了人為誤動的可能.(2) 通過分析發(fā)現(xiàn), 此線路未配置速斷保護, 只配置了限時速斷和過流保護,初步判斷故障原因是35kv 母線保護為電磁型, 保護裝置陳舊! 落后, 運行年限已長達17年, 當線路近端發(fā)生短路故障時, 線路本身無速斷保護,不能及時切除障, 母線保護裝置抗外部穿越性故障電流能力差, 引起母差保護誤動作. 但通過對母線差動保護原理分析, 并對母線差動保護回路進行差流測試, 發(fā)現(xiàn)正常運行時, 母線保護差電流競達0 .26 A , 這一測試結果說明, 保護裝置自身缺陷引起誤動的可能性不大, 35kv 母線差動保護回路接線可能存在問題 (3) 首先對35kv母線差動保護外回路進行檢查, 包括緊固電流回路端子排螺絲及回路極性! 接線正確性檢查,檢查中發(fā)現(xiàn)35 KV 3552 煤礦線路未接入35 KV 母差保護回路,同時發(fā)現(xiàn)母線保護差電流的大小隨煤礦線路負荷的變化而變化, 線路負荷增大時, 母線保護回路差電流也隨之增加, 且其數(shù)值近似等于煤礦線路的負荷電流 至此, 確定了母線差動保護誤動事故的發(fā)生原因, 是由于安裝單位進行電抗器安裝時, 將電抗器回路漏接入母線保護回路 由于煤礦線路日常運行負荷小, 日最大負荷為0. 5姍, 一次電流為18 A左右, 線路電流互感器變比為40 0/5 A , 3A 因其未接入母線保護回路, 線路電流即進入母線保護差回路, 引起母線保護差回路電流增大. 正常運行時, 母線保護差流回路電流遠小于其動作整定值, 所以母差保護不會發(fā)生誤動, 而當該線路發(fā)生短路故障時, 山于其電流回路未接入母線保護回路, 則故障電流進入母線保護差回路, 遠大于母線保護動作整定值, 從而引起母差保護區(qū)外故障時誤動2. 故陣原因分析查找現(xiàn)在就漏接線情況下接線對母線保護正常運行及區(qū)內(nèi)! 外短路故障進行分析。２ 臺主變壓器保護配置一致，同為許繼WBH－801A。斗山變景斗4564566 保護動作，開關跳閘，景陽變?nèi)щ姟＃?） 處理方法分析1. 常規(guī)的處理方法當景芙4K37 發(fā)生保護拒動時，單從保護裝置動作情況及事故象征來看是判斷不出來故障發(fā)生在哪條線路上的。2. 線路故障定位處理方法①原理分析距離保護是利用阻抗元件來反映短路故障點距離的保護裝置，其中阻抗元件反映接入該元件的電壓與電流之比，即反映短路故障點至保護安裝處的阻抗值。第Ⅱ段的保護范圍為本線路全長并延伸至下一段線路的一部分，它是第Ｉ 段保護的后備段，一般為被保護線路的全長及下一線路全長的30％～40％，其動作時限要與下一線路距離保護第Ｉ 段的動作時限相配合， 左右。當220kV 線路故障而保護拒動時，應由一位運行人員迅速與調(diào)度人員聯(lián)系，收集失壓母線所連所有線路的對側(cè)變電站的保護動作狀況的信息以及故障測距信息；同時由另一位運行人員通過保護方案查得失壓母線所連所有線路的實際長度。 當故障點靠近對方站時，無論線路發(fā)生相間短路還是單相接地，除了故障線路仍是Ⅱ段保護動作，其余所有線路因為故障點位置超出距離Ⅱ段保護范圍，即被保護線路的全長及下一線路全長的30％～40％，因此，將由距離Ⅲ段保護動作。 在判斷出故障線路后，退出該線路重合閘，斷開該線路開關后將其解除備用并作線路安措及開關安措；隔離故障線路后，便可盡快恢復其它線路的供電，之后應退出故障線路所有保護，通知保護班人員前來處理。（2） 事故前的運行方式事故發(fā)生前，500 kV 羅洞站220 kV 母線處于正常運行方式，即220 kVI 母、II 母通過＃1 母聯(lián)2012 并列運行，I 母、V 母通過分段2015 并列運行，II 母、V 母通過母聯(lián)2025 并列運行。事故發(fā)生時電網(wǎng)結構示意圖如圖1。圖1 事故時電網(wǎng)網(wǎng)架結構圖及羅洞站主接線圖圖2(a) 220kV 羅三乙線羅洞站A 屏保護錄波圖圖2(b) 220 kV 羅三乙線羅洞站B 屏保護錄波圖圖2(a)、(b)分別是220 kV 羅三乙線羅洞站側(cè)A、B 屏保護在220kV 羅紅乙線故障時的錄波圖，對比A 屏保護與B 屏保護的收發(fā)信錄波（FX：發(fā)信，SX：收信）可以明顯看出，由于羅紅乙線故障對于羅三乙線羅洞站側(cè)保護而言是反方向故障，對三水站側(cè)保護是正方向區(qū)外故障，羅三乙線羅洞站側(cè)A屏保護在整個故障期間持續(xù)發(fā)信，可靠閉鎖對側(cè)（三水站側(cè)），而B 屏保護僅在保護啟動后發(fā)信10 ms就開始停信，一直到對側(cè)開關跳開（約70ms 處）才重新開始發(fā)信。對比圖2(a)與圖2(b)可以發(fā)現(xiàn)，羅三乙線羅洞站側(cè)兩套保護的電壓波形在故障期間存在較為明顯的差別，主要體現(xiàn)在如下幾個方面。2)非故障相電壓存在一定區(qū)別。由于羅三乙線羅洞站側(cè)兩套保護為南瑞繼保公司早期LFP 系列保護（），裝置錄波不能直接顯示3U0 波形，為明確上述結論的正確性，本報告采取以下分析方法進行簡單的零序功率方向判斷。同理觀察圖2(b)同時刻的電壓，依然有B、C 電壓反相，但B 相電壓幅值小于C 相電壓幅值，因此兩者相加合成后的零序電壓與C 相同相，與I0 反相，此時零序功率方向為正方向。首先對保護屏接線進行了檢查，利用500V 搖表對保護裝置的電壓回路各相之間、相對地之間進行了絕緣檢測，未發(fā)現(xiàn)異常；接下來，逐個解開保護屏的各相電壓，觀察加入不對稱電壓情況下A 屏保護與B 屏保護的采樣值對比，以此校核保護屏N 線是否有虛接的情況，試驗結果正常。由上述接線圖可知，羅三乙線B 屏保護所用電壓實質(zhì)上是各相對線路TYD 的N600 的電壓，由于母線PTN600 與線路TYDN600 在羅三乙線A 屏保護跳通，正常情況下，若相關連接電纜上沒有環(huán)流，不產(chǎn)生壓降，則兩個N600 可認為是等電位，不影響保護測量，但從本次的錄波圖可以看出，在羅紅乙線故障時，此兩點明顯已經(jīng)不是等電位點，必然是在相關電纜中已經(jīng)存在環(huán)流，導致壓降的出現(xiàn)，引起附加零序電壓，造成保護誤動。圖4 羅三乙線線路TYD N 線擊穿保險解體后內(nèi)部情況圖至此，羅三乙線線路TYDN600 的擊穿保險成為最可能出問題的環(huán)節(jié)，雖然前述檢查中已經(jīng)檢測過其并未擊穿，但由于羅洞站各220 kV 間隔使用的JB0 內(nèi)部是放電間隙，具備自恢復功能，不能排除在故障情況下該間隙導通而故障消除后間隙恢復的可能。圖5 羅洞站場地平面示意簡圖至此，可完全解釋本次羅三乙線B 屏保護電壓異常導致誤動的原因，在羅紅乙線故障時，由于羅洞站側(cè)入地的短路電流較大（從保護數(shù)據(jù)可以看出流向羅洞站側(cè)的零序電流為18KA），使得地網(wǎng)電平升高，導致羅三乙線TYD 的N600 擊穿保險導通，從而在該N600 回路上形成兩點接地，加之羅三乙線線路TYD 的安裝位置(位于羅三乙線線路間隔)與控制室較遠，差不多是羅洞站的對角線距離，（羅洞站的平面布置圖如圖5 所示），故障情況下地網(wǎng)有較大短路電流時兩接地點存在一定的壓差，同時由于二次聯(lián)接電纜阻抗一般較小，因而在回路中形成較大的環(huán)流，造成擊穿保險導流片炭化，并使得B 屏保護的N600 與母線PT 的N600 不等電位，產(chǎn)生附加零序電壓。（5） 事故經(jīng)驗總結本次保護誤動主要原因在于設計時將羅三乙線保護用母線PTN600 直接采用了線路TYD 的N600，同時在羅紅乙線故障時羅三乙線線路TYDN600 的擊穿保險被導通，導致附加零序電壓的出現(xiàn)。對于電力輸電線路繼電保護的知識有了基本的認識和初步的設計能力。 總之，通過同組成員的共同努力，共同合作，畢業(yè)設計圓滿結束。 聊方倫. 兩例繼電保護“誤整定”的分析. 安徽電力，2006年[2] 王武. ，第6期[3] 劉勇. ，200106018[4] 郭捷； 劉春生. 配電變壓器雷害事故分析與防雷保護措施探討. 長沙電力學院學報，2 0 0 5 年8 月第20 卷第3 期[5] 年第2 期